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MEDELLÍN � JULIO - DICIEMBRE 2021 � VOL.31 No. 59 � E-ISSN 2619 - 6573 � DOI:10.15446/ede
Ens. Econ. 31(59) * julio - diciembre 2021 * e-ISSN 2619-6573 * pp. 89-111 89
El complejo energético argentino 
y los impactos estructurales 
sobre el sector externo*1
Mariano A. Barrera**2
Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (FLACSO) — 
CONICET, Área de Economía y Tecnología, Argentina
https://doi.org/10.15446/ede.v31n59.90320
Resumen
Desde la desregulación de la actividad hidrocarburífera y la privatización de la petrolera estatal en la década 
de los años de 1990, Argentina ingresó de forma subordinada en la cadena de valor global de la energía. Esta 
dinámica implicó una adaptación a los procesos del exterior tanto por parte de las empresas internacionales 
como de las locales que operan de forma transnacionalizada, lo que derivó en un persistente drenaje de re-
cursos al exterior. Bajo este marco, a partir de 2010 Argentina experimentó un nuevo proceso de restricción 
externa. Si bien son varios los factores que explican esta escasez de divisas, el sector energético tuvo una clara 
incidencia. Así, el objetivo de este artículo es analizar el impacto del complejo energético en el sector externo 
durante el período 2003-2015. A diferencia de los estudios existentes que consideran únicamente el fl ujo de 
bienes energéticos publicados por el INDEC, aquí se analiza la totalidad de la cuenta corriente del complejo 
energético, así como también la cuenta capital y fi nanciera, considerando como fuente de información el 
Balance Cambiario del Banco Central. Se trata —en suma— de un análisis más amplio que permite tener una 
comprensión más cabal del fl ujo de divisas del sector energético.
Palabras clave: Argentina; energía; sector externo; dependencia; Vaca Muerta.
JEL: L71; L51; L33; N56; F63.
* Artículo recibido: 03 de septiembre de 2020 / Aceptado: 30 de enero de 2021 / Modificado: 11 de febrero de 2021. Este 
artículo se realizó en el marco del proyecto sobre los “Condicionamientos estructurales, macroeconómicos y sectoriales, y 
sus manifestaciones en el sector externo” (PICT-2016-3306), patrocinado por la Agencia Nacional de Promoción Científica 
y Tecnológica de la SECYT de Argentina. Se agradecen los valiosos comentarios de Andrés Wainer y de los evaluadores 
anónimos quienes, naturalmente, están exentos de posibles errores u omisiones existentes.
** Doctor en Ciencias Sociales por la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (FLACSO), Argentina. Investigador 
adjunto del área de Economía y Tecnología de la FLACSO y del Consejo de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) 
(Buenos Aires, Argentina). Correo electrónico: mbarrera@flacso.org.ar 
adjunto del área de Economía y Tecnología de la FLACSO y del Consejo de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) 
https://orcid.org/0000-0003-3303-439X
Cómo citar/ How to cite this item:
Barrera, M. A. (2021). El complejo energético argentino y los impactos estructurales sobre el sector externo. Ensayos de 
Economía 31(59), 89-111. https://doi.org/10.15446/ede.v31n59.90320
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El complejo energético argentino y los impactos estructurales sobre el sector externo
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Argentina’s Energy Complex and its Structural 
Impacts on the External Sector
Abstract
Since deregulation of hydrocarbon activities and the privatization of the state-run oil company in the 90’s, 
Argentina entered the global energy value chain in a subordinate position. This dynamic implied an adaptation 
to foreign processes both by international and local companies that operate transnationally, which led to a 
persistent drainage of resources. Under this framework, as of 2010, Argentina went through a new process of 
external restrictions. Even though there are several factors that explain this scarcity in currency, the energy 
sector had a clear effect. Thus, the objective of this article is to analyze the impact of the energy complex 
on the external sector during the 2003 – 2005 period. Unlike existing studies that only consider the flow of 
energy goods published by the INDEC, the totality of the energy complex’s current account is analyzed, as 
well as its capital and financial accounts, considering the Central Bank’s Foreign Exchange Balance as a source 
of information. In brief, this is a broader analysis that allows a deeper understanding of the flow of currency 
from the energy sector. 
Keywords: Argentina; energy; external sector; reliance; Vaca Muerta oil field.
JEL: L71; L51; L33; N56; F63.
Introducción
El vínculo entre la restricción externa1 y el sector energético en la economía argentina es más 
estrecho de lo que la literatura tradicional subrayó (Basualdo, 2006; Braun & Joy, 1981; Dia-
mand, 1972). Durante la mayor parte del período de industrialización por sustitución de im-
portaciones —1930-1975— el sector energético jugó un rol relevante en aliviar o profundizar el 
déficit en el balance comercial. Las políticas impulsadas por Juan Perón elevaron fuertemente 
el consumo de energía sin que la producción respondiera de forma similar, lo que generó un no-
table incremento de las compras externas de combustibles que alcanzaron el 25% del total de 
importaciones del país, con la consecuente salida de divisas de la economía. En esta línea, pese 
a las diversas críticas realizadas, los contratos petroleros implementados por Arturo Frondizi, 
que se firmaron con empresas privadas sobre áreas con hidrocarburos descubiertos por la com-
pañía YPF, posibilitaron que esos pozos entraran rápidamente en producción y que para 1962 
la extracción de petróleo y gas natural se triplicara (Barrera, 2014). Este aumento permitió 
una vertiginosa caída de las importaciones de combustibles y una menor salida de divisas de la 
economía que contribuyó a que el país alcanzara su mayor período de crecimiento entre 1963 
y 1974. La irrupción de la dictadura cívico militar en 1976 y las políticas económicas que pro-
piciaron la desindustrialización y el estancamiento económico tuvieron también efectos sobre 
el consumo energético, que se contrajo. Este elemento, sumado a las inversiones en refinación 
realizadas por YPF en las décadas previas, permitió generar —leves— saldos exportables que 
aportaron divisas a la economía.
1 Se entiende por ésta cuando la economía crece por debajo de su potencial —o entra en recesión—, producto de la escasez de 
divisas que impiden adquirir los bienes y servicios necesarios para expandir la producción interna o pagar compromisos externos.
Mariano A. Barrera
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Un nuevo giro en el complejo energético se daría desde 1989. Los procesos de privatización 
de empresas del Estado y la desregulación de los mercados iniciados con el primer gobierno 
de Carlos Menem (1989-1995) generaron reformas estructurales en la economía que altera-
ron la relación entre Estado y sociedad civil, y posibilitaron un formidable incremento de los 
rendimientos en la acumulación de capital de las fracciones más concentradas —nacionales y 
extranjeras—, del cual el sector energético no estuvo ajeno (Azpiazu & Schorr, 2001; Barrera, 
2014; Barrera et al., 2012; Kozulj & Bravo, 1993; Mansilla, 2007; Pistonesi, 2000; Sabbatella, 
2014; Serrani, 2012). En esta etapa, el aporte de divisas provino de un doble efecto. El prime-
ro, por la extraordinaria transferencia del patrimonio público a un puñado de grupos locales y 
extranjeros. La privatización de las cinco principales empresas públicas energéticas —YPF, Gas 
del Estado, Hidronor, SEGBA y Aguas y Energía Eléctrica— entre 1989 y 1999, permitió ingresos 
de divisas por un total de 11,271 millones de dólares corrientes (Ministerio de Economía [ME-
CON], 2001). Como segundo efecto se tiene que la desregulación de la actividad hidrocarbu-
rífera habilitó un mecanismode sobreexplotación de los yacimientos con el objetivo de lograr 
saldos exportables que generó un superávit comercial de USD 21,052 millones entre 1989 y 
2001, principalmente de bienes con bajo valor agregado. Estas dos variables del balance de pa-
gos aportaron USD 32,323 millones en los años señalados2. Se trató de un período que marcó 
un quiebre respecto de la etapa previa ya que se generaron aportes significativos de divisas que 
contribuyeron a sostener la convertibilidad.
La privatización del complejo energético y su posterior extranjerización desde 1995 trajeron 
aparejada una nueva configuración productiva. La anulación del modelo de regulación pública 
con predominio de la empresa estatal (1907-1989) (Barrera, 2014) y la transnacionalización 
del mercado petrolero —como consecuencia de la regionalización de los capitales locales y del 
ingreso del capital extranjero— a partir de la desregulación de la actividad y la privatización 
de YPF, insertaron al país dentro de las cadenas globales de valor de forma subordinada3. No 
se estructuró un conglomerado de empresas innovadoras sino que se potenció el carácter de 
economía “adaptadora tecnológicamente tardía” (Nochteff, 1995) desde el complejo petro-
lero, a partir de la consolidación de un entramado de empresas de servicios extranjeras que 
aportaban su tecnología sin que el potencial productor de la actividad demandase desarrollos 
2 Esta información es incompleta para analizar el aporte del sector energético al balance de pagos porque deberían agregarse 
los flujos de préstamos financieros e intereses, giro de utilidades y salida de capitales por repatriación, cuya información 
no existe desagregada para el sector y para este período.
3 Desde comienzos de la década de los años de 1970, la economía mundial enfrenta una creciente internacionalización de 
los procesos productivos, asociada a la fragmentación y deslocalización de la producción. Cada eslabón de la cadena de un 
bien o servicio se lleva a cabo donde los recursos y las habilidades necesarias para su realización están disponibles a precio 
y calidad competitiva, por lo que se configuran distintos patrones de estructuración geográfica y de inversión, de acuerdo 
a qué firmas líderes —por sus capacidades tecnológicas, innovadoras, comercializadoras, financieras o de desarrollo de 
marca— son las mayores responsables de estructurar los eslabones y cómo se distribuye la renta en el interior de la cadena 
(Santarcángelo et al., 2017). Esto determina —a su vez— la modalidad en que el país se inserta en el comercio internacional 
y las posibilidades de avanzar en la cadena de valor. Pese a que la cadena hidrocarburífera en lo relativo a la energía no es 
marcadamente larga en términos organizativos como puede serlo la cadena en las manufacturas, los extremos —upstream 
y downstream— son bastante profundos y se caracterizan por tener fuertes vínculos interempresariales.
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tecnológicos endógenos de firmas locales ni del sistema científico-tecnológico doméstico. En 
suma, este proceso implicó una adaptación a los procesos del exterior a través de comporta-
mientos basados en ventajas asociadas a rentas naturales —en el segmento de extracción de 
petróleo y gas natural— o barreras al ingreso de competidores —refinación y comercialización 
de derivados, transporte y distribución de gas natural, etcétera— anulando la posibilidad de 
generar innovaciones internas. Como señala Nochteff (1995, p. 27), este tipo de economías 
tienden a crecer a partir de “ciclos o ‘booms’ que cuando se terminan dejan algunas ‘gotas’ de 
capacidad tecnológica y productiva y no un nuevo estadio de capacidades sobre las que pueda 
generarse otro ciclo”, ya que los sectores dominantes locales se adaptan a las oportunidades 
sin competir por cuasi-rentas tecnológicas derivadas de la innovación.
Por el proceso de venta de activos públicos que generó un ingreso masivo de capitales del exterior 
y por tratarse de la fase inicial del ciclo (Nochteff, 1995) o en la expansión del modelo privatista 
(Barrera, 2014) con elevados saldos exportadores, la década de los años de 1990 fue un período 
atípico en términos de la contribución del sector energético en la provisión de divisas a la economía. 
En este marco, el objetivo de este artículo radica en analizar el impacto del complejo energético 
en el sector externo a la luz del balance cambiario del Banco Central durante el período 2003-
2015. A diferencia de otros estudios existentes —que se focalizan únicamente en el comercio de 
bienes—, aquí se consideran también los servicios y rentas de la inversión de la cuenta corriente, 
además del movimiento de la cuenta capital y financiera. De esta manera, se podrá tener una 
visión más amplia del flujo de divisas del sector energético desagregando en los sectores de 
electricidad, gas natural y petróleo, con base a la clasificación desarrollada por el Banco Cen-
tral. En este sentido, luego de la introducción, el segundo apartado presenta algunas notas 
metodológicas sobre conceptos y criterios de análisis, y se resaltan las principales diferencias 
metodológicas entre el método del Balance Cambiario del Banco Central y el del Balance de Pa-
gos del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC). En el tercer apartado, se analizan 
las principales políticas energéticas implementadas desde la crisis final de la convertibilidad y 
el año 2015, y los impactos en la dinámica productiva sectorial. El cuarto apartado tiene por 
objetivo analizar el cambio de política energética luego de la emergencia del déficit comercial; 
mientras que el quinto se concentra en analizar el balance cambiario argentino focalizando en 
el sector energético. Por último, el artículo cierra con unas breves conclusiones.
Algunas notas metodológicas
Desde 2003 el Banco Central de la República Argentina (BCRA) publica información del Balance 
Cambiario (BC) que contiene las operaciones cursadas en moneda extranjera en el Mercado 
Único y Libre de Cambios (MULC) (Banco Central, 2003). Una de las principales y más relevan-
tes diferencias en relación con el Balance de Pagos (BP) del Instituto Nacional de Estadísticas 
y Censos (INDEC), es que las estadísticas se pueden obtener por sector económico. Dentro de 
esta clasificación, el BCRA identifica las operaciones en moneda extranjera de las empresas 
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pertenecientes a 28 sectores económicos, entre los que se encuentran: petróleo —sector pri-
mario y refinación—; producción, transporte y distribución de gas natural; y generación, trans-
porte y distribución de electricidad. Para esta construcción, agrupa las firmas en función de su 
inscripción al código de actividad económica de Administración Federal de Ingresos Públicos 
(AFIP). Este es un elemento central a tener en cuenta ya que el comercio exterior, por ejemplo, 
del sector petróleo, no incluye solo bienes energéticos, sino que contiene todos los productos y 
servicios que comercializan las empresas, ya sean combustibles, bienes de capital, intermedios, 
etcétera, a diferencia de las publicaciones tradicionales que analizan el comercio exterior inclu-
yendo únicamente los productos y servicios energéticos.
Esta no es la única diferencia que posee la información del balance cambiario del BCRA respecto del BP 
del INDEC. Mientras que este último sintetiza para un período dado las transacciones económicas en-
tre los residentes de un determinado país con el resto del mundo, el balance cambiario del banco cen-
tral resume las operaciones cursadas en un período determinado en divisa, en la totalidad de entidades 
autorizadas a operar en el mercado de cambio y en el banco central. En este sentido, el BP enfatiza en 
la condición de residentes de las partes involucradas e incluyelas operaciones con no residentes que 
no se cursan en el mercado de cambios o el BCRA; a diferencia del balance cambiario que considera la 
compra-venta de billetes y divisas en moneda extranjera registrada en el MULC, independientemente 
de la residencia de las partes. Así, el BCRA registra operaciones que afectan el nivel de reservas interna-
cionales en el momento en que son realizadas, a diferencia del BP que también incluye estimaciones de 
bienes y activos financieros que no pasan por el mercado cambiario ni afectan las reservas.
Otra gran diferencia es que mientras el BP utiliza la base de devengado —el momento en que se 
adquiere el compromiso— para el cómputo, el Balance Cambiario utiliza la base caja —cuando se 
efectiviza el ingreso o salida—, lo que puede mostrar “desfasajes” temporales en el corto plazo. 
En materia de comercio exterior también hay diferencias entre ambas metodologías, ya que el 
INDEC registra el movimiento de los bienes —en el embarque o despacho— y con el valor FOB4, 
a diferencia del BCRA que en la cuenta corriente5 cambiaria “anota” las transacciones en divisas 
por las operaciones realizadas —de allí que se registren diferencias relevantes en los incumpli-
mientos y en las operaciones no registradas en el MULC como los cobros de exportaciones de 
bienes exceptuados de su ingreso o liquidación—. Esta diferencia no es para nada irrelevante en 
el complejo hidrocarburífero, ya que desde 1990 hasta 2011 las empresas productoras tenían 
la posibilidad de no liquidar hasta el 70% de las divisas conseguidas por la venta de sus produc-
tos en el exterior, lo que justifica diferencias de cómputo entre INDEC y BCRA.
Estas diferencias en la registración también afectan los intereses de deuda ya que el BCRA com-
puta los pagos o cobros efectivizados o liquidados, mientras que el INDEC registra el devenga-
do del stock de activos externos de los residentes y —en caso de que no ingrese— lo incorpora 
4 O valor free on board. 
5 En realidad, la publicación del BCRA no tiene la clasificación del INDEC con divisiones por cuenta corriente, capital y 
financiera pero luego de procesar la base, se logró alcanzar dicha clasificación.
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como acumulación de activos. Sobre los intereses pagados computa los intereses devengados 
como “pagados” y asigna la diferencia existente entre el devengado y pagado como nuevo fi-
nanciamiento —en la cuenta capital y financiera—.
Algo similar sucede con las utilidades y dividendos pagados, en la medida en que el BCRA registra 
sólo los efectivamente realizados y en el momento en que se produce. Distinto es el cómputo del 
INDEC que anota las utilidades devengadas en el período aun cuando no hayan sido giradas y la dife-
rencia entre lo “real” y “anotado” se registra como reinversión de utilidades en la cuenta financiera.
Por último, la formación de activos del sector privado también tiene diferencias relevantes en 
la registración. Si bien el INDEC utiliza como fuente el BC del Banco Central, se adiciona una es-
timación de la acumulación de activos externos por no liquidación de cobros de exportaciones 
y servicios e intereses ganados, entre otros elementos.
El contexto macroeconómico y productivo
La crisis del patrón de acumulación de valorización financiera generó un cambio en la estructura 
de precios relativos vigente durante la convertibilidad. En los primeros meses de 2002, luego 
del aumento del tipo de cambio real del 197% en el primer semestre, se alteró la estructura de 
precios que favorecía a los bienes dolarizados. De allí que a través de la Ley Nº 25561 el go-
bierno de Eduardo Duhalde restituyó los derechos de exportación a los hidrocarburos por cinco 
años —que terminaron prorrogándose hasta 2017— y pesificó el precio del gas natural en boca 
de pozo y de la energía eléctrica. Si bien en el texto de la norma se establecía que los derechos 
tenían como objetivo generar un fondo para compensar los desequilibrios de las entidades fi-
nancieras por la pesificación asimétrica, lo cierto es que establecieron una nueva relación entre 
los precios domésticos y los internacionales.
Este fue el inicio de un nuevo modo de intervención del Estado en el sector energético que se 
profundizaría y cobraría un cariz mayor con los gobiernos de Néstor Kirchner y Cristina Fernán-
dez. Se trató de un período, que se extendió hasta 2012, en el que el Estado y los consumidores 
se apropiaron de una parte de la elevada renta petrolera que caracterizó esta etapa por el alza 
de los precios internacionales; el precio del gas natural se mantuvo por debajo del de paridad 
de importación, y el precio de la electricidad evolucionó por debajo de su costo, a partir de los 
fuertes subsidios transferidos por el Estado6 (Apud et al., 2011; Arceo, 2018; Barrera, 2013c; 
Hancevic et al., 2016; Kozulj, 2005; Serrani, 2019; Serrani & Barrera, 2018). Cabe señalar que 
6 La pesificación del precio del gas en boca de pozo implicó una caída del 53% en dólares durante el 2002. Se trata de un 
insumo de uso difundido con fuerte centralidad en la matriz energética ya que explicaba el 52% de la oferta primaria de 
energía e incidía en el 41% en la generación de electricidad. En cuanto al sistema eléctrico la mencionada pesificación de 
las tarifas redundó en que el costo de generación (precio monómico) superó al precio de venta (precio estacional) que 
Cammesa le comercializa a las distribuidoras de todo el país. Esta brecha fue cubierta por el Estado con subsidios en pesos 
que acumularon alrededor del equivalente a USD 70000 millones entre 2004 y 2015 (ASAP, 2019).
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la salida de la crisis del patrón de valorización financiera implicó un aumento aún mayor de los 
niveles de pobreza e indigencia de los registrados en la década de 1990 y una caída todavía 
superior del salario real luego de años de deterioro, además de una fuerte contracción de la in-
dustria. De allí que estas políticas tenían por objetivo evitar una distribución aún más regresiva 
del ingreso en favor del complejo energético, otorgarle un factor de competitividad mayor al 
sector industrial y morigerar la pérdida de ingresos por parte de la población.
La nueva estructura de precios relativos del sector hidrocarburífero, si bien eliminó la desregu-
lación de precios, no impidió que las compañías tuvieran rentabilidades superiores a la década 
de los años de 1990 (Barrera, 2013a), ya que los costos variaron por debajo del precio local del 
barril. Sin embargo, fueron inferiores a las registradas por empresas extranjeras que desarrollan 
sus actividades en otros países. Este es el elemento central que permite comprender las presio-
nes de las compañías por eliminar los derechos de exportación ya que, si bien incrementaron 
sus beneficios, crecieron por debajo del potencial que podrían haber obtenido en caso de no 
existir los derechos de exportación y no haber pesificado el gas en boca de pozo.
La respuesta del sector a esta batería de medidas fue la profundización del proceso sub-explo-
ratorio iniciado a mediados de la década de los años de 1990. Entre 1997 y 2001 las compañías 
redujeron a la mitad los pozos de exploración realizados para encontrar nuevas reservas —54 
por año—, en comparación con los registrados en el decenio de 1980 —117 anuales—. Esta caída 
de las inversiones destinadas a encontrar nuevas reservas tuvo una nueva fase contractiva entre 
2002 y 2011 cuando los pozos de exploración descendieron a 48 por año (Barrera, 2012; Ko-
zulj, 2002, 2005; Schorr et al., 2015). Solo para cobrar dimensión de la magnitud de la desca-
pitalización: con base a los datos de balances de YPF, la inversión en exploración medida como 
porcentaje de las ventas durante la década de los años de 1980 alcanzó, en promedio, el 3,3%mientras que en los años 1997-2001 descendió al 1,8%. Este mismo indicador señala que con 
la nueva estructura de precios vigente a partir de 2002 la compañía registró un nuevo descenso 
al 1,3% de la facturación (YPF, 2012). Si bien la dinámica sub exploratoria estuvo comandada 
por YPF bajo el control de Repsol, fue una estrategia unánime de las compañías privadas que se 
centraron en la fase extractiva. No solo cayeron los pozos de exploración, sino que en la década 
de los años de 2000 el 100% de ellos fue en zonas de bajo riesgo minero —es decir, en yacimien-
tos lindantes a áreas productivas, con un potencial de recursos significativamente menor—.
Como contracara de este proceso sub exploratorio, en el período 2002-2011 la cantidad de 
pozos en extracción efectiva —los destinados a extraer el recurso del subsuelo— creció a una 
tasa anual del 5% en petróleo y del 8% en gas natural, lo que aceleró el agotamiento de los 
yacimientos, con rendimientos que cayeron a la mitad. En consecuencia, se registró una fuerte 
caída de la producción de ambos combustibles y fue una característica del conjunto del oligo-
polio petrolero, ya que siete de las nueve empresas que concentraban el 90% de la producción 
de petróleo y gas natural redujeron sus flujos. Dada la centralidad de los hidrocarburos en la 
matriz energética argentina con un peso que oscila entre el 85% y 90% del total, esta caída en 
la producción repercutió en caídas de la producción primera de energía del país (tabla 1). La 
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inserción de Argentina en la cadena global del sector conllevó una estrategia asociada a extraer 
renta en el país y reinvertir en aquellos que poseen menores costos —tanto por parte de las 
empresas internacionales como de las locales que operan de forma transnacionalizada—, lo que 
derivó en un persistente drenaje de renta hidrocarburífera al exterior y una descapitalización 
de la actividad local7.
Esta significativa caída de los flujos de producción se dio en el marco de un incremento en el 
Producto Bruto Interno que se expandió, en el período 2003-2011 al 6,0% anual acumulativo, 
traccionado —entre otros— por el sector industrial que creció al 6,2% (tabla 1). Naturalmente, 
el crecimiento de la actividad económica impulsó el consumo de energía, que se expandió a 
una tasa del 3,3% anual, pero que en algunos segmentos como el de la electricidad el auge fue 
mayor (4,4%)8. A diferencia de la década de los años de 1990 en la que la producción creció por 
encima del consumo —de allí la generación de saldos exportables energéticos—, desde 2002 las 
tendencias fueron divergentes lo que traccionó una notable expansión de las importaciones de 
combustibles líquidos y gaseosos, que alcanzaron los USD 9829 en 2011 afectando seriamente 
el superávit comercial del país y el nivel de reservas del banco central.
Tabla 1. Principales indicadores y tasa anual acumulativa de producción, consumo y sector externo 
del país y del complejo energético, 2003-2015 (2003=100, Ktep1, % y millones de USD)
 2003 2010 2011 2015
2003-2011 
(%)
2011-2015 
(%)
Producción
PIB (2003=100) 100,0 150,7 159,7 162,2 6,0 0,4
PIB industrial (2003=100) 100,0 150,4 161,9 152,7 6,2 -1,5
Primaria de energía (2003=100) 100,0 91,9 88,6 84,5 -1,5 -1,2
Gas natural (2003=100) 100,0 92,5 89,4 84,3 -1,4 -1,5
Petróleo (2003=100) 100,0 75,2 70,6 68,0 -4,3 -1,0
Consumo
Gas natural (2003=100) 100,0 122,9 131,1 141,6 3,4 1,9
Electricidad (2003=100) 100,0 134,7 141,6 160,6 4,4 3,2
Consumo final de energía 
(2003=100)
100,0 126,2 129,5 138,7 3,3 1,7
7 Mientras que en el mercado doméstico Repsol desinvertía y ampliaba el endeudamiento de YPF S.A., a escala global 
diversificó sus inversiones hasta llegar a poseer, en 2011, inserción productiva en 47 países (Repsol, 2011). Otro ejemplo 
es el de Petrobras, donde que “la estrategia de la compañía es dual, en tanto que en Brasil opera en función de las políticas 
diagramadas por el Estado y fuera de su frontera —o por lo menos en Argentina— se rige por la lógica internacional 
de maximizar sus ganancias realizando inversiones mínimas merced a la posición dominante que detenta” (Barrera & 
Inchauspe, 2012, p. 65).
8 Si bien existen trabajos (Goldstein et al., 2016) que postulan —sin fundamentar— que este aumento del consumo eléctrico 
se debió a un derroche de energía por las tarifas reducidas, otros trabajos (Serrani & Barrera, 2018) analizan con evidencia 
empírica que la tasas de expansión del consumo por usuario residencial en la zona de mayor subsidio (AMBA) en un 
contexto de fuerte reconversión de ciertos consumos de gas natural a electricidad —por ejemplo, la construcción de 
edificios con servicio únicamente eléctrico—, fue menor a la de la década de los años de 1990 con tarifas dolarizadas, 
elevadas y sin subsidios.
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 2003 2010 2011 2015
2003-2011 
(%)
2011-2015 
(%)
Sector 
externo
Importaciones de combustibles 
líquidos y gaseosos (2003=100)
100,0 263,2 374,7 441,9 18,0 4,2
Importaciones energéticas 
(millones de USD)
548 4.763 9.829 6.849 43,5 -8,6
Participación de las 
importaciones. sobre el 
consumo final de energía (en %)
10,0 20,9 29,1 32,0 14,2 2,4
Reservas internacionales 
(Millones USD)
13.802 52.138 45.915 24.824 16,2 -14,3
1 Es una unidad de energía que representa miles de toneladas equivalentes de petróleo. 
Fuente: elaboración propia con base en datos de la Secretaría de Energía, CAMMESA, INDEC y BCRA.
El déficit del balance comercial y el cambio en la política energética
Haciendo un breve racconto conceptual, el período 2003-2011 se trató de una etapa en la 
que el gobierno fue capaz de controlar los precios de los bienes energéticos, pero tuvo escasa 
autoridad o voluntad para incidir sobre el nivel de inversiones de las empresas que permitiera 
reponer las reservas extraídas y mantener un flujo de producción de hidrocarburos —aun-
que sea— constante. La consecuencia de esta dinámica fue doble. Por un lado, se inició la 
reversión del proceso exportador de la década de 1990: entre 2003 y 2011 las cantidades 
exportadas de combustibles y lubricantes descendieron a una tasa del 13,7% anual. Por otro 
lado, comenzó un proceso de aumento de las importaciones de combustibles para cubrir los 
faltantes internos. La estrategia del gobierno de Cristina Fernández ante la persistente reduc-
ción de la producción fue aumentar las importaciones de energía para garantizar el consumo 
interno9. Naturalmente, la estrategia de importar indiscriminadamente en lugar de cambiar 
la estructura normativa del sector que permitiera al Estado un mayor poder de intervención 
en las decisiones de inversión y establecer una dinámica sustentable, fue de corto plazo y 
colapsó cuando —después de veinte años de ser superavitaria— en 2011 la balanza comercial 
energética arrojó un déficit de USD 3176 millones (Arceo & Wainer, 2008; Goldstein et al., 
2016; Serrani & Barrera, 2018).
En esta línea, el déficit energético mencionado, junto con los déficits crecientes del sector in-
dustrial (Manzanelli & Calvo, 2020) y la persistente fuga de capitales (Barrera & Bona, 2018), 
9 Esta estrategia de “resolver” la escasez a partir de crecientes importaciones mas no en aumentar las inversiones y la 
producción local quedó plasmada en 2012, cuando en el marco del conflicto que el gobierno nacional desplegó contra 
Repsol-YPF. El entonces ministro de Planificación Federal, Julio De Vido afirmó: “YPF no cumple con su obligación de 
proveer combustible […] para garantizar el abastecimiento del mercado. […] Esto no es ninguna novedad, es lo que hemos 
hecho siempre, como lo demuestran los 9 mil millones de dólares que debimos importar en 2011 porque las petroleras, 
en particular YPF, no produjeron lo suficiente para abastecer almercado interno” (La Nación, 2012).
El complejo energético argentino y los impactos estructurales sobre el sector externo
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fue uno de los condicionantes que contribuyó a los problemas de restricción externa que, como 
se analiza habitualmente, implican un crecimiento del Producto Bruto Interno por debajo de su 
potencial por la escasez de divisas para garantizar las importaciones y el pago de compromisos 
externos (Asiain & Gaite, 2018; Basualdo, 2020; Belloni & Wainer, 2013; Goldstein et al., 2016; 
Manzanelli et al., 2014; Serrani & Barrera, 2018; Wainer & Arceo, 2017). Los datos de la tabla 
1 para el período posterior a 2011 van en línea con lo señalado por la teoría económica, ya que 
la restricción externa derivó en una ralentización del PIB (0,4% anual), una reducción a la mitad 
de la tasa de expansión del consumo de energía (1,7%) y una contracción de la industria (-1,5%), 
con fuerte pérdida de reservas internacionales.
Este déficit externo del sector energético derivó en que el poder ejecutivo nacional tomara la 
decisión de avanzar en la expropiación del 51% de las acciones que Repsol tenía en YPF10, a tra-
vés de la Ley Nº 26741 y su decreto reglamentario que trazó como objetivo alcanzar el autoa-
bastecimiento. La recuperación de las decisiones políticas sobre la principal empresa del país 
estuvo acompañada de un cambio en la estrategia de precios a partir de reducir sensiblemente 
el derecho de exportación al 1% e implementar el denominado “barril criollo”11, medidas que 
impactaron en una caída muy fuerte de la recaudación por esta vía y una elevación del precio 
interno del crudo posicionándose por encima del internacional con el objetivo de incentivar la 
producción hidrocarburífera no convencional de la plataforma Vaca Muerta. En consecuencia, 
entre 2011 y 2015 el precio del crudo interno ascendió 19% en dólares mientras que el precio 
del Brent internacional descendió 53%.
Por su parte —y en el marco de la política de estímulos a la explotación de recursos no conven-
cionales—, también se entregaron subsidios a los productores de gas natural a través del Plan 
Gas quienes empezaron a cobrar 7,5 USD/MBTU por el gas que estuviera por encima de la pro-
ducción “base” ajustada según una tasa de “declino” prevista para cada empresa (Resolución 
Nº 1/2013). La diferencia entre el precio percibido por las ventas a las transportistas y los 7,5 
dólares la cubría el Estado (Arceo, 2018).
En muy poco tiempo la mayor formación de capital de YPF permitió revertir el legado de desin-
versión y descapitalización de Repsol (Schorr et al., 2015). La producción de petróleo, que 
en 2011 había descendido el 7,6%, creció el 3,1% en 2012 y se expandió al 4,7% anual hasta 
2015, explicado exclusivamente por los recursos no convencionales (figura 1). En cuanto al 
gas natural, que se había contraído 9,6% en el último año de gestión privada, demoró dos años 
en revertir la tendencia y tuvo un aumento hasta el final del mandato de Cristina Fernández 
del 5,3%, también por los efectos del gas no convencional. En esta línea, la recomposición de 
los precios internos fue utilizada por YPF para capitalizarse e incrementar el proceso inversor 
10 Sobre un análisis de otras causas que derivaron en la expropiación se recomienda Sabbatella (2012).
11 Desde mediados de 2014, cuando el precio del crudo internacional comenzó a descender, se estableció un precio sostén 
para el barril interno (“criollo” en torno de los USD 75) por encima del externo (en derredor de los USD 50) con el objetivo 
de fomentar las inversiones en el sector.
Mariano A. Barrera
Ens. Econ. 31(59) * julio - diciembre 2021 * e-ISSN 2619-6573 * pp. 89-111 99
financiado también por una serie de créditos locales y externos. Sin embargo, las otras firmas 
privadas también se apropiaron de una mayor cuota de renta y de subsidios sin que esto se viera 
reflejado en aumentos de la extracción ya que, en igual período, contrajeron los flujos en torno 
del 4% tanto en petróleo como en gas natural.
El esfuerzo inversor de YPF permitió quebrar la caída de la producción primaria de energía del 
país. Entre 2013 y 2015 se registró un aumento producto de la recuperación de la extracción de 
gas natural, lo que permitió reducir el déficit externo energético —en el marco de la caída de los 
precios internacionales— (Serrani & Barrera, 2018). Según estimaciones propias, la sustitución 
de importaciones generada por YPF osciló entre los USD 5446 millones y USD 7488 millones 
en el período 2012-201512.
La figura 1, a su vez, es contundente en marcar el cambio de tendencia en materia de formación 
de capital luego de la expropiación de la compañía. La inversión en el sector primario se duplicó 
entre 2011 y 2015, traccionada centralmente por YPF, que casi triplicó la inversión en esta 
etapa y explicó dos tercios del incremento. El impacto se advierte en la cantidad de equipos 
de perforación en el país que pasaron de un promedio anual de 64 en 2011 a 105 en 2015, el 
nivel más alto desde que se desreguló la actividad en la década de 1990. Caben pocas dudas 
que la intervención del Estado en el sector tuvo efectos positivos sobre su dinámica a partir del 
impulso que le dio YPF.
Otro dato relevante que expresa la figura 1 es que el principal costo hundido en la curva de 
aprendizaje de los recursos no convencionales fue realizado por la petrolera con mayoría es-
tatal, mientras que el capital privado fue más cauteloso en esta primera etapa: entre 2011 y 
2015 apenas el 20% de las inversiones de las firmas privadas fueron a estos recursos mientras 
que en el caso de YPF este valor ascendió al 63%13. Esta mayor inversión por parte del sector 
primario tuvo como contrapartida un aumento considerable de las importaciones de bienes de 
capital del sector.
12 Para dicho cálculo se consideró una tasa de declino del promedio del lustro 2007-2011 y se la proyectó para los años 
2012-2015. Luego se tomó la diferencia proveniente de esta producción proyectada y la real y se valorizó al precio del gas 
natural marginal de importación (GNL) y al del gas oil, como bien sustituto ante la dificultad para ampliar las compras en 
ciertos períodos, lo que dio como resultado los valores señalados en función de qué combustible se considere.
13 Esta estrategia generó críticas de algunos sectores que proponían diversificar las inversiones para mejorar la extracción 
secundaria sin centrarse exclusivamente en el no convencional (Di Sbroiavacca, 2013).
El complejo energético argentino y los impactos estructurales sobre el sector externo
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Figura 1. Evolución de la inversión bruta en el sector hidrocarburífero primario y de la producción 
convencional y no convencional, 2009-2015 (millones de UDS, en miles m3 y millones m3)
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
en
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…
ab
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9
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15
No convencional Convencional
Part. no conv. en 
total prod. país
dic. 2015: 5,5%
Part. no conv. en 
total prod. país
dic. 2015: 20,3%
Petróleo (en miles de m3) Gas natural (en millones de m3)
1855 1924
3538
5034
5329
3353 3708
4132
3641
5446
135
505
1157
2104 2333
699
514 865 752
1.100
5209
5631
7670
8675
10775
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
2011 2012 2013 2014 2015
Inversión privada Inversión YPF
Inversión YPFno conv. Inversión privada no conv.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía.
Los efectos del complejo energético sobre el sector externo
Como fue mencionado, los trabajos publicados en los últimos años (Apud et al., 2011; Barrera, 
2013b; Goldstein et al., 2016; Hancevic et al., 2016; Navajas, 2017; Serrani & Barrera, 2018; 
Wainer & Arceo, 2017), analizan el efecto del sector energético sobre la economía consideran-
do solo los datos del balance comercial de INDEC, es decir, tomando en cuenta el flujo de mer-
cancías. Sin embargo, resulta relevante también examinar, por un lado, el comercio completo 
de bienes —no sólo de combustibles— y, por el otro, otras variables que contribuyen al flujo de 
divisas externo, a través del estudio del balance cambiario del banco central.
Del estudio de la tabla 2 se desprende que, dentro del complejo energético, los dos sectores que más 
contribuyeron a la dinámica externa son petróleo y electricidad, dado que gas natural tiene efectos 
marginales en esta etapa, lo que amerita un tratamiento específico de los primeros dos. A su vez, la 
evidencia es clara al señalar que el año 2010 marcó un quiebre en la dinámica del sector energético 
Mariano A. Barrera
Ens. Econ. 31(59) * julio - diciembre 2021 * e-ISSN 2619-6573 * pp. 89-111 101
producto de la emergencia del déficit (USD -1941) que acumuló un promedio de USD -5685 millo-
nes por año hasta 2015. En este sentido, es relevante mencionar que los principales movimientos de 
divisas se reflejan en la cuenta corriente (comercio de bienes y servicios e ingreso primario y secun-
dario), con excepción del sector petróleo que registra aportes sustanciales de capital en la Cuenta 
financiera que se aceleraron desde 2011 con un promedio de mil millones por año.
El cambio de tendencia de la cuenta corriente del sector petróleo —que pasó a ser deficitaria en 
2011 y acumuló un saldo de USD -3588 millones por año en promedio—, y la profundización 
del saldo negativo del sector eléctrico —que pasó de un promedio anual de USD -1021 a USD 
-3133 millones—, explican gran parte del déficit del balance cambiario nacional (USD -2246 
anual) y la emergencia de un nuevo proceso de restricción externa con ralentización del PIB, a 
partir de la pérdida de reservas internacionales (tabla 1).
De esta manera, cuando se desagrega la información analizada, se puede establecer una serie de 
vinculaciones relevantes. La figura 2 analiza la dinámica de la cuenta corriente del sector eléctrico 
y petrolero, sin considerar gas natural por su bajo impacto. Como efecto visual más relevante, 
se puede apreciar el persistente sendero deficitario del comercio de bienes del sector eléctrico 
y el cambio de tendencia de petróleo que desde 2011 comenzó a acumular una fuerte salida de 
divisas. El déficit en el comercio de bienes de electricidad que alcanzó en 2014 los USD -3586 
millones, es consecuencia de exportaciones marginales (menos de USD 100 millones anuales en 
promedio) y un elevado número de compras externas centradas, tres cuartas partes, en combus-
tibles, mientras el 25% restante se distribuye en compras de bienes de capital (14%) y piezas y 
partes (9%) necesarias para mantener y ampliar la capacidad de generación eléctrica del país. Cabe 
recordar que en el período 2003-2015 la potencia instalada del país creció 37%. La casi totalidad 
de las mencionadas compras de energía fueron realizadas por Cammesa, la empresa encargada de 
subsidiar el diferencial de precios entre el mercado internacional y el interno.
Tabla 2. Balance del mercado cambiario argentino y energético, 
2003-2015 (en millones de dólares corrientes)
 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Promedios por 
períodos
2003-
2010
2011-
2015
Balance 
cambiario 
nacional
6219 7443 9646 12882 10011 -3964 2252 10108 1424 8245 -8497 268 -12669 6825 -2246
Cuenta 
Corriente
10255 11065 11080 12036 13758 17187 12294 13201 8613 8777 -10829 433 -6786 12609 41
Cuenta 
Capital
0 0 24 64 150 163 84 87 106 58 42 72 78 71 71
Cuenta 
Financiera
-4035 -3622 -1458 782 -3897 -21313 -10127 -3179 -7295 -591 2290 -237 -5961 -5856 -2359
El complejo energético argentino y los impactos estructurales sobre el sector externo
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Promedios por 
períodos
2003-
2010
2011-
2015
Sector 
energía
210 1473 2253 2757 1453 1644 55 -1941 -4139 -4610 -7366 -7647 -4663 988 -5685
Cta. 
Corriente
548 2060 2319 2738 1142 1185 -586 -1844 -5170 -4639 -7356 -9333 -6989 945 -6697
Cta. Capital 0 0 0 2 0 0 0 2 2 0 -1 -1 0 1 0
Cta. 
Financiera
-337 -587 -66 16 310 459 641 -98 1029 29 -9 1687 2326 42 1012
Petróleo 454 1959 2676 3752 3542 3690 1783 625 -910 -2411 -4220 -3921 -1409 2310 -2574
Cta. 
Corriente
541 2102 2531 3335 2805 3030 873 402 -1955 -1858 -4390 -5496 -4241 1952 -3588
Cta. Capital 0 0 0 2 0 0 0 2 0 0 -1 -1 0 1 0
Cta. 
Financiera
-88 -143 145 414 737 660 910 221 1045 -553 171 1576 2832 357 1014
Electricidad -209 -446 -376 -808 -1986 -2164 -1660 -2438 -3183 -2361 -3105 -3628 -3083 -1261 -3072
Cta. 
Corriente
-34 -107 -228 -583 -1660 -1903 -1463 -2187 -3212 -2944 -2976 -3866 -2667 -1021 -3133
Cta. Capital 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 1
Cta. 
Financiera
-175 -339 -148 -225 -326 -260 -198 -252 27 582 -128 238 -416 -240 61
Gas -34 -40 -47 -187 -103 118 -68 -128 -46 163 -42 -98 -172 -61 -39
Cta. 
Corriente
41 65 16 -14 -2 59 4 -60 -3 163 11 29 -81 14 24
Cta. Capital 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Cta. 
Financiera
-75 -106 -63 -173 -101 59 -71 -68 -43 0 -52 -127 -91 -75 -63
Otros 
sectores
6009 5970 7394 10125 8558 -5608 2197 12049 5562 12854 -1131 7915 -8006 5837 3439
Fuente: elaboración propia con base a datos del BCRA.
Por su parte, el sector petrolero registró un saldo superavitario hasta 2010 para luego volver-
se crecientemente deficitario hasta 2014, año en que el desbalance arribó a los USD -4579 
millones. A diferencia de la electricidad, las exportaciones de estas empresas tienen un peso 
significativo y están explicadas en un 90% por combustibles. La caída de la producción de hidro-
carburos y la expansión del consumo de energía impactaron en una reducción de las exportacio-
nes y un notable aumento de las compras externas de combustibles. Si se toma el período, dos 
de cada tres dólares importados correspondieron a la compra de combustibles.
En este marco, un dato relevante para destacar es que desde 2012 —luego de que el Estado 
tomó el control de YPF y de que se inició un proceso de ampliación de la formación de capital 
del sector— se registró un aumento muy significativo de las importaciones de bienes de capital, 
que crecieron del 5% al 15% del total de compras externas del complejo, y contribuyeron a 
apuntalar las inversiones en recursos no convencionales. 
Mariano A. Barrera
Ens. Econ. 31(59) * julio - diciembre 2021 * e-ISSN 2619-6573 * pp. 89-111 103
Por último, cabe mencionar por qué se redujeron los déficits del comercio de bienes durante 2015 ya 
que fue resultado de un proceso combinado. Por un lado, la caída de los precios internacionales del 
petróleo impactó en un menor valor de los combustibles comprados. Pero, por el otro, cabe mencionar 
que las mayores inversiones en el upstream tuvieron como resultado un aumento de la producción de 
gas natural de YPF para abastecer el mercado interno, lo que permitió sustituir importaciones.
En esta línea, un elemento relevante para señalar que está asociado también al proceso de re-
estructuración de la década de los años de 1990 —que habilitó el ingreso de los denominados 
“contratistas” al mercado local, es decir, a la inserción de Argentina en las cadenas de valor de 
forma subordinada a los intereses del capital internacional— es la salida de divisas por servicios 
que en los años señalados explicaron el 16% del saldo de este rubro del balance nacional. Se trata, 
en lo sustancial,de un drenaje de divisas del complejo que acumuló USD 4108 millones de saldo 
deficitario, con un peso relevante del sector petrolero (USD -3707 millones). El componente que 
explica la mayor salida de divisas es el de servicios empresariales profesionales y técnicos (USD 
-2174 millones). No es un dato menor, en la medida en que, según fuentes del sector petrolero, 
es uno de los rubros característicos que se utiliza como mecanismo de transferencia de divisas al 
exterior a través de “inflar” el valor de las consultorías. De hecho, desde la implementación de las 
restricciones cambiarias en 2011 se triplicó el déficit por esta vía (figura 2).
Figura 2. Evolución de la cuenta corriente del balance cambiario del 
BCRA del sector eléctrico y del petróleo* (millones de USD)
-1
52
6
-2
83
6
-3
58
6 -2
47
7
24
03
42
02
41
11
21
29
-4
57
9 -3
09
4
-1
.0
74
-1
.3
61
-1
.3
01
-4
16
-3
66
-7
48
-3
86
8
-5
49
7
-6300
-4300
-2300
-300
1700
3700
20
03
20
04
20
05
20
06
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07
20
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20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
03
20
04
20
05
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06
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07
20
08
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20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
Electricidad Petróleo
Servicios Ingreso primario
Bienes Total cuenta corriente
*Por conceptos
Fuente: elaboración propia con base en datos del BCRA.
El complejo energético argentino y los impactos estructurales sobre el sector externo
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Por último, antes de finalizar con el análisis de la cuenta corriente, cabe hacer una mención a la 
evolución de los ingresos primarios, es decir, el estudio de las rentas de la inversión (intereses 
y utilidades y dividendos). Por este mecanismo, el complejo energético acumuló una salida de 
divisas durante el período analizado de USD 10975 millones, centrado casi exclusivamente 
en el sector petrolero (USD 8581 millones) que tiene volúmenes de inversión y rendimientos 
superiores a los otros. El mecanismo de drenaje principal fue la distribución de dividendos a los 
accionistas que totalizó los USD 6124 millones en esta etapa, algo más del doble que el pago 
de intereses (USD 2451 millones). Sin embargo, tal como se puede advertir en la figura 2, desde 
2012 se registró una caída significativa de la distribución de dividendos (-88%). Los estudios 
específicos realizados dan cuenta de que el elemento determinante fue la expropiación de YPF y 
el cambio de estrategia de la nueva conducción dirigida por el Estado (Barrera, 2013b; Schorr et 
al., 2015)14 y permite vislumbrar un cambio estructural (pese a que, como se mencionó, parte 
salió de manera encubierta por el pago de servicios). Aun así, durante esta etapa el sector de 
energía explicó un cuarto de la salida de divisas del país por las rentas de la inversión.
Es decir, el análisis de la cuenta corriente del complejo energético permite traducir en números 
la propia dinámica de expansión del sector, en el marco de la inserción en la economía global 
de forma subordinada. El saldo final de esta cuenta arroja un “rojo” acumulado de USD -25924 
millones entre los años 2003-2015. Claro está, que esto se debió a la mencionada reversión 
del ciclo de exportador neto a importador neto. Sin embargo, el elevado superávit comercial 
de bienes del período de “bonanza” (2003-2010) que alcanzó los USD 15560 millones fue 
contrapesado con un déficit estructural en las rentas de la inversión —producto del modo de 
inserción de la actividad— que alcanzó los USD 8000 millones, por lo que el saldo final durante 
la “bonanza” osciló en torno de los USD 7500 millones. Este señalamiento es relevante a la 
hora de analizar el modelo de explotación de los recursos no convencionales a partir del aporte 
del capital extranjero, pero también, porque este drenaje estructural de divisas no se vislumbra 
con los estudios tradicionales centrados en el comercio de combustibles (figura 3).
El otro campo relevante para analizar es la cuenta financiera, aquella en la que se registra el mo-
vimiento de la inversión extranjera directa, el endeudamiento y la formación de activos exter-
nos (figura 3). Al igual que en la cuenta corriente, el sector de electricidad es persistentemente 
deficitario, pero en una magnitud mucho menor, por lo que el análisis se centrará en el sector 
petrolero que es determinante en los ciclos.
14 Si bien el giro de utilidades por esta vía se redujo en todos los sectores por las regulaciones implementadas por el gobierno 
de Cristina Fernández para evitar la salida de recursos por esta vía, en el sector petrolero fue mayor dada la estrategia de 
YPF de distribuir sólo el 5% de las utilidades generadas, contra la política de Repsol que pagó dividendos por el 97% de las 
ganancias generadas. En este sentido, desde 2012 el sector petrolero pasó a explicar el 11% de las utilidades distribuidas 
del país, mientras que anteriormente daba cuenta del 26% de ellas. Asimismo, en la gestión del gobierno de Mauricio Macri 
se redujo al 9% ya que se liberó el giro de utilidades para las empresas, pero YPF mantuvo la misma política.
Mariano A. Barrera
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Figura 3. Evolución de los componentes de la cuenta financiera de los 
sectores petróleo y electricidad, 2003-2015 (en millones de USD)
-2000
-1500
-1000
-500
0
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20
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20
13
20
14
20
15
Petróleo Electricidad
Otros
Préstamos, títulos y crédito
Inversión extranjera directa
Formación de activos externos
Total Cuenta financiera
Fuente: elaboración propia con base en datos del BCRA.
Durante todo el proceso, la formación de activos externos del sector —comúnmente conocida 
como “fuga de capitales”15— fue persistentemente deficitaria. En todo el período acumuló una 
salida de recursos de USD 4300 millones que alcanzó los USD 6000 millones al considerar el 
complejo energético en su totalidad. Si bien se registró una disminución desde las restricciones 
a la compra de divisas implementadas a fines de 2011, en 2014 el sector petrolero anotó una 
compra de billetes muy importante que alcanzó los USD 1300 en el marco de ciertas flexibi-
lizaciones por parte de la autoridad monetaria como contracara de los aportes de divisas por 
inversión extranjera directa y endeudamiento.
En efecto, los datos son claros en señalar que luego del impulso de YPF en la plataforma Vaca 
Muerta —a partir de la expropiación por parte del Estado y de la firma del acuerdo con Chevron— 
se incrementó el ingreso de IED totalizando, en apenas tres años, un ingreso por USD 1806 mi-
llones. Se trata de un aporte anual que más que triplicó el del período previo. Aun así, por este 
concepto el país incorporó un monto de divisas inferior (USD 3543 millones) al que se fue por 
15 Para un análisis pormenorizado de este proceso, se recomienda consultar Barrera y Bona (2018).
El complejo energético argentino y los impactos estructurales sobre el sector externo
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“fuga de capitales”. Es decir, la IED no llega a compensar las divisas que se van del país por la 
formación de activos en el exterior. No sólo eso, si se considera la IED neta —esto es, descontada 
la salida de recursos a través del giro de utilidades—, el saldo es negativo en USD 2600 millones, 
pese a que desde 2012 los ingresos de inversión fueron mayores que los egresos de utilidades.
En esta línea, el último concepto para analizar es el referido a los préstamos financieros, títulos de 
deuda y líneas de crédito. Como se puede observar en la figura 3, es el componente que compensa 
el déficit generado por la elevada formación de activos en el exterior y el bajo ingreso de IED, y que 
desde 2014 generó un importante ingreso de divisas al país. Este aportede capital a la economía 
respondió —en gran medida— a la toma de deuda de YPF con las emisiones de obligaciones nego-
ciables para financiar las inversiones en Vaca Muerta. En todo el período analizado, el saldo fue algo 
menor a USD 9000 millones por concepto de endeudamiento del sector petrolero, que permitió 
que el complejo energético aportara USD 7600 millones al país (por el déficit de electricidad y gas). 
En suma, la cuenta financiera del sector energético contribuyó con casi USD 5400 millones que, 
cabe aclarar—si bien puede ser un dato positivo en un país con fuerte salida de divisas por la cuenta 
financiera—, el componente que permitió este proceso fue el nivel de endeudamiento y no la inver-
sión de capitales. Este no es un dato menor, dado que no solo en el mediano o largo plazo puede su-
poner una reversión del ciclo —es decir, elevado repago de la deuda—, sino que tiene como corolario 
una elevada salida de capitales por la cuenta corriente a partir del pago de intereses que en Argentina 
suelen ser con tasas elevadas. No solo eso, sino que —si bien la IED tiene como contrapartida la 
salida posterior de capitales a partir de las utilidades y dividendos (que se analizó que es un drenaje 
relevante)—, a diferencia del endeudamiento, puede tener como finalidad ampliar la capacidad pro-
ductiva de un sector que genera divisas a partir del comercio. En cambio, el financiamiento a partir de 
la toma de deuda puede tener diversos fines, entre los cuales se encuentra la cancelación de deudas 
previas o su reinversión en el sistema financiero local para aprovechar el diferencial de tasas con el 
exterior (operatoria conocida como carry trade), lo cual termina con la fuga de divisas.
Conclusiones
La experiencia reciente permite sacar una serie de conclusiones relevantes para entender lo 
sucedido, pero también para encarar estrategias “hacia adelante”. La inserción del complejo 
energético —principalmente el hidrocarburífero— en las cadenas globales de valor a partir de la 
transnacionalización del mercado petrolero en el marco de la regionalización de los capitales 
locales y el ingreso del capital extranjero, estableció comportamientos de los actores adapta-
dos a los procesos externos a través de la explotación de rentas naturales en Argentina que se 
reinvertían en otros países con menores costos exploratorios. En este sentido, la dependencia 
generada por el sector externo es producto del desarrollo de las tendencias internacionales del 
capital derivadas de la globalización de la década de los años de 1990. Es un problema estruc-
tural de una economía dependiente con una matriz productiva que no logró revertir el proceso 
de reprimarización iniciado a mediados de los setenta (Belloni & Wainer, 2014). 
Mariano A. Barrera
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El período de sobreexplotación hidrocarburífera que comenzó en los años de 1990 se trató 
del inicio de un “ciclo” o “boom” que aprovechó las reservas hidrocarburíferas descubiertas en 
años previos por la empresa estatal y que fueron adquiridas por los actores privados (Barrera, 
2014; Kozulj & Bravo, 1993) que cuando se agotaron los hidrocarburos convencionales, generó 
serios inconvenientes sobre la economía, sin haber creado capacidades productivas. Se trata, 
en última instancia, de una dinámica estructural que se asienta en la explotación de recursos 
naturales por parte de grandes operadores que, mayoritariamente, importan tecnología desa-
rrollada en los países centrales y que tienden a exportar los recursos con escaso valor agregado 
sin generar desarrollo económico sino “ciclos” o “burbujas” de crecimiento.
En este marco, las distintas evidencias presentadas tanto en este artículo como en otros que fueron 
citados, dan cuenta de que las gestiones kirchneristas lograron controlar los precios energéticos 
pero sin atender los problemas derivados de la falta de inversión en la medida en que las firmas 
privadas querían obtener la rentabilidad global —más alta que la registrada en el país por las res-
tricciones de precios—, lo que redundó en una sistemática caída de la producción de hidrocarburos. 
En un país cuya matriz energética primaria depende en un 90% del gas natural y el petróleo, las 
consecuencias no fueron para nada desdeñables. Si bien no se registró escasez en la generación de 
electricidad como sucedió en la década de los años de 1980, sino cortes parciales de gas natural a 
industrias con abastecimiento interrumpible en el invierno y cortes de electricidad por problemas 
en la distribución en verano, lo cierto es que existieron impactos en la macroeconomía a partir de la 
reversión del superávit comercial lo que agravó los tradicionales efectos negativos de este tipo de 
explotaciones en países periféricos, ralentizando el crecimiento económico. 
En este sentido, la emergencia del déficit externo del componente bienes desde tuvo como 
resultado que el complejo dejara de proveer las divisas que compensaban los componentes 
estructuralmente deficitarios del balance cambiario de la cuenta corriente —servicios e ingreso 
primario— y de la cuenta financiera —formación de activos externos—. De allí que entre 2003 y 
2015 el balance cambiario del sector cerró con un “rojo” acumulado de USD 20520. Si bien la 
expropiación de YPF fue una política que permitió un cambio estructural del sector tanto por 
el mayor esfuerzo inversor como por el freno en la distribución de dividendos —pese a que se 
mantuvo como Sociedad Anónima—, lo cierto es que el complejo hidrocarburífero en su conjun-
to sigue operando bajo una lógica subordinada al mercado extranjero.
En la actualidad, a partir del aumento de la producción de petróleo y gas natural no conven-
cional, con el epicentro en la formación Vaca Muerta, se abre un nuevo ciclo de crecimiento 
sectorial pero poco se está discutiendo sobre el “modelo de expansión” que se va implementar, 
aunque todo parece indicar que tendrá al capital internacional como uno de los vectores. Reto-
mando a Nochteff (1995, p. 27), esta estrategia “no lleva a ciclos de desarrollo, sino a una serie 
de ´burbujas´ que cuando se terminan dejan sólo algunas ´gotas´ aisladas de capacidad tecno-
lógica y productiva y no un nuevo estadio de capacidad sobre las que pueda generarse un nuevo 
ciclo”. En esta línea, es posible plantear como hipótesis que la subordinación de la explotación 
de los recursos no convencionales a la lógica de expansión de las empresas transnacionalizadas 
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generará un crecimiento “mediante ajustes marginales a los impulsos exógenos” (1995, p. 27), 
que no terminan de crear las condiciones para el desarrollo endógeno pero que, a su vez —en 
caso de que los pronósticos sobre el potencial de Vaca Muerta se cumplan— podrá ocasionar 
serios efectos negativos sobre otros sectores económicos, especialmente el industrial (enfer-
medad holandesa) producto de una reorientación de inversiones al sector petrolero; aprecia-
ción cambiaria con pérdida de competitividad por el aumento de las exportaciones, entre otros 
(Corden & Neary, 1982; Wirth & Ramírez-Cendrero, 2019).
De lo que se trata —entonces— es de discutir un “modelo” que contemple el desarrollo de 
proveedores locales que permitiría maximizar el valor de los hidrocarburos no convencionales 
a través de toda la cadena local —con ramificaciones hacia otras actividades económicas— y 
ampliar la formación de capital —humano, industrial y de servicios— densificando el entramado 
local con la posibilidad de generar “rentas tecnológicas” que puedan ser exportadas aprove-
chando la escala de producción de Vaca Muerta. Un esquema de estas características permitiría 
morigerar los efectos estructurales en economía dependiente como la Argentina.
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